Состояние нефтегазового машиностроения на современном этапе

Состояние нефтегазового машиностроения на современном этапе

Состояние нефтегазового машиностроения на современном этапе

Введение

Российский рынок машиностроения для нефтегазовой отрасли обладает существенным потенциалом для устойчивого развития и роста. К такому заключению пришли специалисты Информационного агентства "Крединформ Северо-Запад", проведя комплексное маркетинговое исследование "Рынок нефтегазового машиностроения в России: состояние, тенденции и перспективы его развития".

В настоящий момент емкость российского рынка нефтегазового машиностроения (НГМ) в стоимостном выражении оценивается в размере около 67,52 млрд руб. Несмотря на увеличение добычи нефти за последние 4 года и особенно в 2009г. (прирост в стоимостном выражении составил 73% по сравнению с 2008г.), рынок нефтегазового машиностроения рос замедленными темпами. Причем экономический кризис 2009г. повлиял на развитие рынка в негативном ключе: емкость рынка НГМ сократилась на 14%. Несмотря на это, эксперты прогнозируют рост рынка нефтегазового машиностроения в среднесрочной перспективе с темпами прироста более 15%, что обусловлено следующими объективными причинами.

Во-первых, резервы роста за счет работы со старым фондом скважин в России уже исчерпаны, что приводит к увеличению объемов бурения и, соответственно, закупок нового бурового оборудования.

Во-вторых, парк буровых установок, работающих на территории России, физически устарел: лишь около 30% имеют возраст менее 10 лет, остальные 50% - старше 20 лет, и требуют немедленной замены.

В третьих, специфические горно-геологические и климатические условия требуют специализированных буровых установок, ограничивая применение традиционных конструкций.

В четвертых, применение новых технологий бурения, в частности горизонтального, требует оснащения буровой установки более совершенными и эффективными системами контроля, управления, очистки и проч.

В пятых, планируется оживление в сфере геологоразведки, бурения, эксплуатации новых месторождений на шельфе северных морей, на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири.

Сегодня в России выпускается широкая номенклатура оборудования для нефтегазового комплекса, но, к сожалению, значительная часть уже морально устарела. Отечественные агрегаты для текущего и капитального ремонта скважин за 30 лет претерпели только небольшие конструктивные изменения. Следствием этого является низкая производительность спускоподъемных операций. Наработка на отказ у зарубежных штанговых насосов значительно выше российских. Длина проходки импортным долотом существенно больше, чем при использовании отечественного инструмента. В целом трудоемкость операций на отечественном оборудовании примерно в два раза превышает трудоемкость на аналогичном импортном оборудовании. Отсюда стремление потребителей заплатить больше, но за продукцию, которая отвечает современным требованиям. Технический уровень и качество отечественного оборудования сегодня уступает лучшим мировым образцам.

Если говорить о приводах штанговых насосов (ШСНУ), то конкуренция на рынке приводов скважинных насосов существует давно. Ее можно рассматривать в различных аспектах.

Во-первых, это конкуренция между отечественными и зарубежными производителями. Здесь стоит отметить, что подавляющую долю рынка в сегменте станков-качалок занимает продукция отечественных предприятий. Она в полной мере соответствует потребностям по критерию цена-качество. Во-вторых, конкуренция между самими российскими предприятиями, стремящимися занять свою нишу на рынке нефтегазового оборудования.

В-третьих, в качестве альтернативы балансирным станкам-качалкам на нефтепромыслы продвигаются гидравлические приводы штанговых насосов. Здесь стоит отметить, что ряд предприятий готовы к этому виду конкуренции и их заводы могут выпускать оба типа приводов. К последним можно отнести АО "Мотовилихинские заводы", которое производит и приводы, и насосные штанги, и насосы. Например, гидрофицированный привод штангового насоса МЗ-02 монтируется на верхнем фланце арматуры скважины и не требует фундамента, что очень важно для условий вечной мерзлоты. Бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать оптимальный режим работы. Преимущества гидрофицированного привода заключаются также в весе и габаритах. Они составляют 1600 кг и 6650x880x800 мм соответственно. Для сравнения - балансирные станки-качалки весят примерно 12 тонн и имеют размеры (ОМ-2001)7960x2282x6415 мм.

Известно также, что эксплуатационники с опаской приобретают новое, малораспространенное оборудование. Балансирные же станки-качалки хорошо изучены, высоконадежны, способны длительное время работать под открытым небом без присутствия людей.

Кроме того, новая техника требует переподготовки кадров, и кадровая проблема - далеко не из последних проблем нефтяников, которая, впрочем, заслуживает самостоятельного разговора.

Однако конкуренция растет, а рынок приводов штанговых насосов развивается и сохраняет положительную динамику.

В настоящее время самыми распространенными станками-качалками в нефтедобывающих компаниях на территории бывшего СССР остаются станки-качалки типа СК и СКД разработки Азербайджанского научно-исследовательского и проектно-конструкторского института нефтяного машиностроения (АзИНМаш). Их основным преимуществом является высокая унификация основных деталей и узлов. Диапазон чисел качаний располагается в пределах 5 - 12 качаний в минуту.

В последнее время, у отечественной продукции нефтегазового машиностроения с одной стороны, заметно улучшилось качество некоторых видов оборудования: буровых установок, редукторных турбобуров, буровых долот, установок электроцентробежных насосов, приводов штанговых насосов(ШСНУ), устьевой арматуры и т.п. Но, с другой стороны, это повышение качества повлекло за собой рост цен, в то время как низкая стоимость отечественной техники была и пока остается весомым фактором конкурентоспособности. Продолжает развиваться фирменный сервис на ряде крупных предприятий нефтегазового машиностроения.  Однако, кроме приятных моментов экспертами отмечаются и негативные тенденции, которые требуют привлечения к себе внимания как бизнеса, так и государства:

·              потеря некоторых традиционных рынков сбыта (Сирия, Ирак, Иран, Вьетнам, Китай, Казахстан, Азербайджан, Украина);

·              импортозависимость отрасли от специализированных технологий и наукоемкой продукции;

·              существование политики двойных стандартов по отношению к российским производителям (более "мягкие" требования к импортному оборудованию),

·              активная экспансия китайских поставщиков нефтегазового оборудования,

·              относительно низкое качество материалов и комплектующих российского производства.

Таким образом, предприятия НГМ зависят от политики государства в области внешней торговли, от принимаемых систем сертификации продукции, а также прямой финансовой поддержки и других факторов.

В настоящее время вопрос модернизации национальной экономической системы является крайне важным в связи с достаточно неблагоприятным положением дел в отечественной экономике, выражением которого являются ее ярко выраженная сырьевая направленность и низкая конкурентоспособность. Так, согласно данным Федеральной таможенной службы, в 2010 г. в структуре российского экспорта топливно-энергетические товары составили 69,0%, а машины и оборудование - 5,2%. При этом доля машин и оборудования в общем объеме импорта в стоимостном выражении выросла с 32,0% в 1999 г. до 45,4% в 2010 г.

Выбор в качестве объекта исследования отрасли нефтегазового машиностроения и ее предприятий обусловлен ролью топливно-энергетического комплекса, особенно его нефтегазовой составляющей, в экономике России. Являясь в настоящее время главным элементом отечественной экономики, нефтегазовый сектор может и должен использовать в качестве основы конкурентоустойчивости многочисленные смежные отрасли промышленности, среди которых одно из важнейших мест занимает нефтегазовое машиностроение.

Разработка механизма развития нефтегазового машиностроения через повышение его конкурентоспособности тем более актуальна для России, если принять во внимание факт, что на современном этапе стратегия государства в нефтегазовой сфере строится по инерционному сценарию. Его сущность заключается в проецировании основных параметров, которые сложились к настоящему времени в отечественной нефтегазовой промышленности (уровни добычи нефти и газа, соотношение действующих и разведанных месторождений, значения коэффициентов извлечения ресурсов недр и нормативов технологических потерь при добыче), в будущее и расчете на развитие нефтегазового сектора России, исходя из текущих данных.

Однако ряд негативных процессов, происходящих в российской топливной энергетике (усложнение условий добычи углеводородного сырья, истощение запасов основных действующих месторождений), а также развитие альтернативных источников энергии (например, добыча газа из сланцевых пород) в перспективе могут крайне негативно сказаться на российском нефтегазовом секторе при сохранении текущей модели его развития. Учитывая роль сектора в экономике России, это является прямой угрозой замедления экономического роста, снижения конкурентоспособности страны и национальной экономической безопасности.

Рис. 1. Структура рынка нефтегазового оборудования РФ (все сегменты)

Рис. 2. Структура рынка нефтегазового оборудования РФ (сегмент высокотехнологичной продукции)

1. Теоретическая часть

1.1 Служба главного механика

Служба главного механика состоит из ремонтно-механического и ремонтно-строительного цехов. Главная ее задача - монтаж и ремонт оборудования, реконструкция и строительство зданий и технических сооружений, создание благоприятных условий для производственного процесса.

Положение службы главного механика

1. Общие положения.

1.1. Служба главного механика является самостоятельным структурным подразделением и подчиняется заместителю директора по производству по техническому обеспечению.

.2. Службу возглавляет главный механик, который назначается и освобождается от должности приказом генерального директора по представлению заместителя директора по производству по техническому обеспечению в установленном порядке.

.3. На должность главного механика назначаются лица с высшим техническим образованием и стажем работы по специальности не менее трех лет или средним специальным образованием и стажем работы по специальности не менее пяти лет.

.4. Служба руководствуется в своей деятельности действующими нормативными актами РФ, локальными (внутренними) актами предприятия, приказами и распоряжениями генерального директора, коллективным договором, правилами внутреннего трудового распорядка, настоящим Положением и Политикой высшего руководства в области качества.

.5. Указания главного механика по вопросам ремонта, эксплуатации и содержания оборудования, зданий и сооружений обязательны для производственных единиц, начальников цехов и служб завода и могут быть отменены только заместителем директора по производству по техническому обеспечению или генеральным директором ОАО.

.6. В случае отсутствия главного механика его должностные обязанности возлагаются на заместителя главного механика.

2. Задачи.

2.1. Поддержание действующего парка оборудования ОАО в исправном рабочем состоянии путем своевременного и качественного ремонтного и технического обслуживания.

.2. Повышение экономичности ремонтного обслуживания оборудования.

.3. Совершенствование работы службы главного механика.

.4. Совершенствовать систему планово-предупредительного ремонта оборудования и организацию ее выполнения.

.5. Обеспечение надлежащего содержания зданий и сооружений в исправном состоянии, рациональном расходовании материалов на их ремонт.

3. Структура.

3.1. Структуру и штаты службы главного механика утверждает генеральный директор, с учетом объемов работы и особенностей производства.

4. Функции.

4.1. Разработка на основе Положения о планово-предупредительном ремонте годовых, квартальных и месячных планов и графиков всех видов ремонта оборудования, привлекать для составления годовых планов ППР работников цеховых ремонтных служб. Учет выполнения и графиков ремонта, контроль за качеством ремонта.

.2. Обеспечение бесперебойной и технически правильной эксплуатации и надежной работы оборудования, повышение его сменности, содержание в работоспособном состоянии. На требуемом уровне точности.

.3. Организация разработки планов осмотров, испытаний и профилактических ремонтов оборудования в соответствии с положениями единой системы планово-предупредительного ремонта, утверждение этих планов и контроль их выполнения, обеспечение технической подготовки производства, технический надзор за состоянием, содержанием, ремонтом зданий и сооружений.

.4. Планирование, организация и контроль работы подчиненных производственных единиц, участков и других подразделений по вопросам ремонта, наладки, испытания и эксплуатации технологического оборудования.

.5. Согласование планов (графиков) с подрядными организациями, привлекаемыми для проведения ремонтов, своевременное обеспечение их необходимой технической документацией.

.6. Организация работ по учету наличия и движения оборудования, составлению и оформлению технической и отчетной документации.

.2 Прокатно-ремонтное хозяйство бурового предприятия

Прокатно-ремонтное хозяйство. Количественный рост и техническое усложнение бурового оборудования, интенсификация режимов работ, условия его эксплуатации существенно повышают значение ухода за ним, быстрого и качественного ремонта. Увеличиваются масштабы этих работ. На ремонт основных фондов затрачиваются значительные материальные и трудовые ресурсы. В прокатно-ремонтных хозяйствах буровых предприятий занято 14-15% всех работников бурения. На ремонт оборудования по отрасли ежегодно затрачивается свыше десятков миллионов рублей.

Особенность использования бурового оборудования (буровых установок и их узлов) заключается в том, что его по мере необходимости перевозят с места на место по территории разбуриваемого нефтяного месторождения. В связи с чем в значительной мере снижаются сроки службы оборудования, возрастают объемы ремонтных работ. При этом возникает необходимость тщательного контроля за движением оборудования и его учета, что позволяет определить местонахождение того или иного агрегата, узла, установки, инструмента, характер его использования.

По месту и времени проведения ремонтных работ в бурении их можно разделить на две группы:

1.       Ремонт оборудования, проводящиеся в период бурения или испытания скважины, влияющее на продолжительность бурения, если их проведение не перекрывается основными процессами, поэтому необходимо добиваться максимального их перекрытия основными процессами (например, ремонт насосов в период проведения спускоподъемных операций);

2.       Ремонты, проводящиеся в монтажно-демонтажный период, т.е. оборудование проходит профилактический ремонт после окончания бурения и испытания скважины; эти ремонты не влияют на продолжительность сооружения скважины, однако сокращение их продолжительности во многом определяет размер парка бурового оборудования предприятия.

Существуют следующие организационные методы проведения ремонтов: 1)агрегатный; 2)узловой; 3)агрегатно-узловой.

При первом методе на ремонтные базы отправляют изношенные агрегаты буровой установки (лебедка, насос, ротор и т.д.) для замены их исправными. Более прогрессивен узловой метод, при котором на ремонтные базы отправляют только отдельные узлы агрегата (валы лебедки, гидравлические коробки насосов и др.) для замены их новыми или отремонтированными . этот метод сокращает простои оборудования, создает возможность сосредоточения на заводах однотипных узлов, что улучшает качество ремонта. Затраты предприятий на создание обменного фонда узлов значительно меньше, чем при агрегатном ремонте.

Ремонты по форме организации их проведения делятся на индивидуальные и обезличенные. При индивидуальном ремонте отремонтированные узлы и детали устанавливают на оборудование, с которого они были сняты. При обезличенном агрегатно-узловом ремонте оборудование собирают определенных ранее узлов и деталей. Ремонт же сводится к разборно-сборочным работам и замене деталей и узлов, что в значительной мере сокращает продолжительность простоя оборудования. Эта форма организации особенно эффективно при большой программе ремонта однотипных машин и оборудования. Большую экономию обеспечивает специализация рабочих не ремонте отдельных узлов.

Организацию и руководство работами по прокату оборудования, его эксплуатации и ремонту на предприятии осуществляют главный механик и главный энергетик УБР через функциональные отделы (главного механика и главного энергетика). Основные работы по прокату оборудования, его профилактике, текущему и среднему ремонтам сконцентрированы в рамках базы производственного обслуживания (БПО) и проводятся соответствующими цехами. Свои ремонтные базы имеют службы, не входящие в состав БПО (тампонажный, вышкомонтажный, автотранспортный цехи или конторы). Капитальный ремонт бурового оборудования, осуществляет крупные ремонтно-механические заводы (РМЗ), входящие, как правило, в состав нефтедобывающих объединений.

Цех проката и ремонта бурового оборудования обслуживает, ремонтирует и укомплектовывает буровое оборудование, восстанавливает инструмент и приспособления, изготавливают запасные части, блоки под буровое оборудование. Текущие и средние ремонты осуществляются на буровых силами выездных ремонтных бригад, находящихся в штате цеха. В период между плановыми ремонтами слесари буровых бригад систематически осматривают буровое оборудование по специальному графику. Цех проката осуществляет паспортизацию оборудования и учет его движения, а также обеспечивает бережное хранение и консервацию оборудования.

Цех проката и ремонта турбобуров и труб предоставляет буровым бригадам забойные двигатели, проводит их технический осмотр (ревизию), организует текущий и капитальный ремонт, осуществляет паспортизацию и анализирует работу турбобуров (электробуров).

В цехе проката и ремонта электрооборудования и энергосбережения БПО контролируют эксплуатацию электродвигателей и другого электрооборудования на буровых, проведение мелких и средних ремонтов, а также учитывают движение и паспортизацию оборудования, обеспечивают производительные объекты электроэнергией. В составе цеха имеются специальные группы, осуществляющие контроль за эксплуатацией линий электропередач и их ремонт в случае необходимости. В функции инструментальной площадки БПО входят: обеспечение буровых бригад исправным и комплектным бурильным инструментом (элеваторами, ключами и др.) и долотами, проведение их паспортизации, хранение, сбор отработанных долот и инструмента, учет их работы.

К основным резервам повышения эффективности ремонтно-прокатных служб в бурении относятся:

1.       Повышение культуры эксплуатации оборудования, разработка научно обоснованных нормативов для ремонтно-эксплуатационных нужд с учетом специфики эксплуатации оборудования в различных периодно-климатических условиях, повышение оперативности и точности учета и анализа работы оборудования;

2.       Совершенствование смазочного хозяйства, подбор смазок, химическое исследование их качества, определение и соблюдение сроков смены масел, их хранение; разработка и внедрение смазочного инвентаря;

.         Повышение стойкости запасных частей и оборудования изучение характера износа с помощью дефектоскопии;

.         Максимально возможное закрепление оборудования за исполнителями, предотвращение "обезлички" в его использовании;

.         Концентрация ремонтно-прокатных служб в целях улучшения использования ремонтного оборудования, производственных мощностей и кадров;

.         Специализация изготовления запасных частей по отдельным ремонтным предприятиям, что позволит снизить стоимость ремонтного обслуживания, повысить качество и работоспособность запасных частей и деталей;

.         Внедрение переводных форм проведения ремонта и опыта лучших ремонтных предприятий, внедрение узлового метода ремонта (обеспечение обменного фонда запасных частей и узлов), специализация ремонтных рабочих по выполнению отдельных операций и т.д.

1.3 Организация и проведение капитального ремонта ротора Р-560

Опытным путем установлено, что при правильной эксплуатации ремонтный цикл работы ротора составляет 3840 маш.-ч. а межремонтный период - 480 маш.-ч. При турбинном бурении указанные сроки могут быть увеличены почти вдвое. Капитальный ремонт ротора предусматривает его разборку, контроль и замену изношенных деталей и узлов. Перед разборкой из масляных ванн сливают масло. Ротор с нижним расположением главной опоры разбирают " рабочем положении. Ротор с верхним расположением главной опоры необходимо перевернуть столом вниз, предварительно стопоря последний защелкой и вынимая вкладыши 5. Затем отвинчивают гайку крепления стола 16 ротора, освобождая шпонку, препятствующую самоотвинчиванию гайки стола во время работы.

После отвинчивания гайки снимают нижний вспомогательный упорный подшипник, и ротор вновь поворачивают столом вверх. Отвинчивая гайки 24, снимают крышку стола ротора 26 и вынимают стол ротора вместе с венцом 3 и кольцом главной опоры 4. Отвинчивая гайки // шпилек 12, извлекают быстроходный вал в сборе со стаканом из горловины станины. Затем вынимают шары, сепаратор и нижнее кольцо главной опоры. В случае износа со стола ротора снимают верхнее кольцо главной опоры, а из станины извлекают внутреннее кольцо 7 нижней опоры. Разборку быстроходного вала начинают со стягивания цепного колеса с помощью съемника. Для замены подшипников отвинчивают контргайку и гайку, отгибая усик стопорной шайбы. Снимают болты подшипников с помощью съемника извлекают вал вместе с конической шестерней. При необходимости восстановления или замены вала шестерня может быть снята с него при помощи винтовой стяжки или пресса, так как она сопряжена с валом неподвижной посадкой. Полная разборка осуществляется при капитальном ремонте. Изношенные детали заменяют новыми или восстановленными, а также ремонтируют стол и станину ротора. Ремонт стола ротора обычно связан с восстановлением электродуговой сваркой лабиринтных уплотнений и резьбы под гайку.

При работе ротора под действием динамических нагрузок изнашиваются посадочные поверхности в горловине. Вследствие этого нарушается сопряжение осей зубчатой передачи, что приводит к неправильной работе шестерен, появлению шума, толчков, уларов в передаче и износу зубьев. Износ устраняют металлизацией посадочных поверхностей с последующей расточкой. Может быть также применен метод ремонтных размеров, когда отверстия растачивают на больший диаметр, что требует изготовления нового стакана подшипника быстроходного вала. Иногда износ компенсируют методом дополнительных деталей, т. с. в отверстия горловины вставляют гильзы, а затем растачивают их под посадочный размер стакана. Трещины в стакане заваривают и испытывают станину на герметичность.

При капитальном ремонте особое внимание должно быть уделено подшипникам. Вследствие износа опор стола увеличивается осевой люфт, и стол при работе начинает вибрировать. Демонтированные летали опор осматривают и измеряют. При наличии задиров на поверхности беговых дорожек кольца протачивают и шлифуют. Кольца с трещинами заменяют новыми. Каждый шар опоры осматривают и замеряют. Изношенные шары заменяют новыми, диаметры шаров в комплекте не должны отличаться более чем на 0,02 мм. При сборке ротора необходимо получить осевой люфт, равный 0,3 мм. При меньшем люфте ротор будет нагреваться, а при большем - стол будет вибрировать относительно станины, что вызывает динамические нагрузки в опорах и их разрушение. При износе подшипников быстроходного вала возникает большой радиальный люфт, что сказывается на работе зубчатого зацепления и цепной передачи. Изношенные подшипники подлежат замене.

Перед установкой новых подшипников вал проверяют в центрах на биение посадочных поверхностей относительно оси вала. Замеряя фактические размеры посадочных поверхностей, подбирают новые подшипники качения с тем, чтобы гарантировать напряженную посадку. Верхние обоймы подшипников должны сопрягаться со стаканом на посадке скольжения. Новый подшипник нагревают в масле до температуры 80-90 °С и быстро надевают на вал. Необходимо следить за тем, чтобы внутренняя обойма плотно прилегала к торцу уступа на валу. К дефектам вала можно отнести износ шпоночного паза. Наличие углового люфта цепного колеса привода ротора из-за смятия шпонки или кромок шпоночных пазов вала и ступицы колеса вызывает удары приводной цепи и даже разрыв ее. Изношенное шпоночное соединение должно быть восстановлено одним из рассмотренных выше способов. Передача больших крутящих моментов ротором приводит к износу конической передачи. Резкий стук и толчки во время работы являются следствием повышенного износа или поломки зубьев. Контроль следует начинать с малой шестерни. При износе зуба по толщине на 10-12% модуля, что определяется зубомером, а также при поломке зубьев шестерню заменяют новой, подбирая ее по венцу ротора] Для посадки на вал шестерню нагревают до 100-120 СС. Венец при ремонте не разбирают, так как он сопряжен со столом горячей посадкой. Ремонт сводится к протачиванию поверхностей зубьев по наружному конусу и к подрезке торцов, Выработка по толщине зуба компенсируется толщиной зуба малой шестерни. При поломке зубьев венец заменяют новым. При этом старый венец срезают автогенной горелкой. В собранной конической передаче боковой зазор должен находиться в пределах, оговоренных техническими требованиями. Зазор регулируют прокладками в вертикальном направлении пол основную опору стола, в горизонтальном - под фланец стакана быстроходного вала. Правильность сборки конической пары контролируют проверкой на краску. Площадь касания зубьев должна быть не менее 50 % длины зуба и не менее 30 % его высоты. Перед окончательной сборкой ротора внутренние поверхности станины и кожуха окрашивают светлой маслостойкой эмалью. Сборку производят в порядке, обратном разборке. Стол собранного ротора должен свободно проворачиваться от усилия 120 150 11, приложенного к цепному колесу. Вкладыши должны свободно устанавливаться в гнездах при любом повороте их вокруг оси стола. Поверхность вкладыша не должна выступать над поверхностью стола более чем на 2 мм. После внешнего осмотра, контрольных обмеров и опробования вручную ротор заправляют смазкой и подвергают обкатке на стенде. По окончании стендового испытания масло из ванн удаляют, а ротор промывают. Наружные необработанные поверхности ротора окрашивают эмалью в два слоя. На окрашенных поверхностях эмаль должна лежать сплошным гладким и ровным слоем без пятен, морщин, пузырей и загрязнений.

Таблица 1. Дефектная ведомость

1.4 Мероприятия по снижению трудоемкости и себестоимости ремонтных работ

оборудование буровой ремонт ротор

Предприятия периодически проводит мероприятия по снижению трудоемкости ремонтных работ. К таким мероприятиям относят использование обезличенного и узлового методов ремонта, повышение квалификации ремонтных рабочих, для быстрого и качественного ремонта использование более эффективного ремонтного оборудования (новые прессы)

Обезличенный метод ремонта позволяет сократить простои оборудования при капитальном и текущем ремонте, так как изношенные детали и узлы оборудования ремонтироваться не будут, а заменяются на идентичные, имеющиеся в запасе.

Узловой метод ремонта эффективен в основном для крупногабаритного оборудования. При этом виде ремонта изношенные детали заменяются целым узлом новым или заранее отремонтированным непосредственно на месте установки данного оборудования, что существенно сокращает время на демонтаж данного оборудования.

Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации и снижению трудоемкости ремонтных работ:

• Повышение квалификации ремонтных рабочих позволяет значительно снизить затраты времени и увеличить качество проводимых ремонтных работ.

• Повышение культуры эксплуатации работниками предприятия, разработка научно обоснованных нормативов для ремонтно-эксплуатационных нужд с учетом специфики его эксплуатации в различных природно-климатических условиях, повышения степени учета и анализа работы оборудования - все это приводит к повышению эффективности и снижению трудоемкости ремонтных работ

• Совершенствование хозяйства по смазке оборудования, подбора смазок, химического исследования их качества, определение и соблюдение сроков их смены.

• Повышение надежности и стойкости запасных частей и оборудования, изучение характера износа с помощью дефектоскопии.

• Возможное максимальное закрепление оборудования за исполнителями, ликвидация "обезлички" его использования обеспечивает увеличение межремонтного периода.

При организации ремонтов необходимо учитывать, что всякий ремонт имеет две стороны: техническую и экономическую. В ремонте расходуется материал, труд, деньги-такова экономическая сторона ремонта. Ремонт должен быть так организован, чтобы можно было получить наибольший результат при наименьших трудовых, материальных и денежных затратах.

Поэтому в каждом отдельном случае выполнения ремонта надлежит провести экономический анализ целесообразности данного ремонта. Такой анализ дает возможность обеспечить рациональное расходование средств, предупредить проведение неэффективных, экономически неоправданных ремонтов.

Необходимо отметить, что технологичность ремонта, ремонтоспособность оборудования в сильной мере зависят от конструктора, создавшего данную машину. Создание конструкции, эксплуатация и ремонт любого оборудования-это звенья одной цепи. И нередко можно слышать, как работники ремонтных хозяйств недобрым словом вспоминают конструктора, который не учел интересов ремонтников.

Необходимо точно знать, целесообразно ли проводить капитальный ремонт данной единицы оборудования в конкретных условиях производства. Первый капитальный ремонт обычно экономически оправдан. Затраты на проведение последующих капитальных ремонтов возрастают, так как все большее количество деталей и узлов оборудования требует замены или восстановления. Затраты на ремонт вырастают пропорционально удлинению сроков эксплуатации оборудования. В этом случае себестоимость изготовляемой продукции повышается и дальнейшие ремонты могут стать экономически неоправданными. Срок службы оборудования после третьего капитального ремонта обычно снижается. Учитывая все это, необходимо запретить расходовать деньги на капитальный ремонт без предварительного экономического обоснования. Ремонт должен обеспечивать усовершенствование оборудования при тех же затратах. Если нет такой возможности - значит трата денег на ремонт данной единицы оборудования нецелесообразна.

Работа предприятий в новых условиях рыночной экономики обязывает службу главного механика глубже заняться экономикой ремонта. Перед службой стоят задачи - изыскать резервы для сокращения затрат на содержание и ремонт оборудования без ухудшения его качества, взвешивать на весах экономики каждое техническое мероприятие.

В связи с повышением значения прибыли и уровня рентабельности, вопрос о целесообразном проведении каждого ремонта должен решаться с точки зрения его экономической эффективности.

Экономическая целесообразность проведения ремонта определяется соотношением затрат на производство единицы оборудования и его ремонта и отдачей отремонтированного оборудования. Это вызывает необходимость учитывать его эксплуатационные показатели после ремонта, а также сроки морального износа.

2. Экономические расчеты

2.1 Составление баланса рабочего времени при 5-ти дневной рабочей неделе

Для определения эффективного фонда рабочего времени составляется баланс рабочего времени одного рабочего.

Таблица 2. Баланс рабочего времени

Годовой эффективный фонд рабочего времени Т_эф определяется по формуле:

Т_эф.д = Т_н - Т_н._р = 247-52 = 195 дн (1)

где Т_н._р. - невыходы на работу.

Годовой эффективный фонд рабочего времени Т_эф определяется не только в днях но и в часах:

Т_эф.д = Т_эф.д × Т_д = 195*8 = 1560 час. (2)

где Т_д. - продолжительность рабочего дня, час.

Номинальный фонд рабочего времени (Т_н) - это разница между календарным и выходными и праздничными:

Для определения численности ремонтного персонала определяем коэффициенты потерь рабочего времени при прерывном и непрерывном процессе производства:

К_п.п = Т_н / Т_эф.д = 247/195 = 1,266 (4)

К_п.н = Т_к / Т_эф.д = 365/195 = 1,871 (5)

.2 Составление графика ППР по ремонту ротора Р-560

В соответствии с ГОСТ 18322-78 предусматривается ремонт оборудования плановый; внеплановый, вызванный отказами и авариями при эксплуатации.

По степени восстановления ресурса ремонты подразделяются на два вида: текущий и капитальный.

Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности оборудования и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.

Капитальный ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению паспортных данных оборудования.

Основой проведения качественного и своевременного ремонта является Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности.

Сущность Системы ТО и ПР оборудования заключается в том, что после определенной наработки проводится техническое обслуживание или плановый ремонт механизма (текущий, капитальный), чередование и периодичность которых определяется назначением механизма, его конструктивными и технологическими особенностями.

Система ППР предусматривает работы по предупреждению прогрессирующего износа оборудования, снижению вероятности выхода его из строя, создает необходимые предпосылки для более эффективного использования оборудования, увеличения времени его работы, уменьшения интенсивности износа деталей, обеспечивает возможность более тщательной подготовки ремонтных работ и проведения их в кратчайшие сроки и с высоким качеством.

Планирование ремонта начинается с составления графика ППР на предыдущий год. Годовые план-графики составляются службой главного механика и утверждаются главным инженером.

Для составления графика ППР по ремонту оборудования необходимы следующие исходные данные:

1. Структура ремонтного цикла - это система чередования текущих и капитальных ремонтов в определенной последовательности через равные промежутки времени. Для ротора: - К - 9Т -К

Периодичность плановых ремонтов характеризуется показателями "ремонтный цикл", "межремонтный период". Продолжительность ремонтных циклов и межремонтных периодов оборудования зависят от его конструкции, условий работы узлов и деталей, от характера нагрузки.

. Ремонтным циклом называются наименьшие повторяющиеся интервалы времени, в течение которых выполняются в определенной последовательности в соответствии с требованиями нормативно-технической документации все установленные виды ремонта, т.е. - это время эксплуатации оборудования между очередными капитальными ремонтами, или эксплуатация оборудования от даты ввода в эксплуатацию до первого капитального ремонта (Т_Ц).

Для ротора Т_Ц - 7200 машино - часов.

3. Длительность межремонтного периода - это время эксплуатации оборудования между очередными ремонтами оборудования (Т_{м п}) по структуре ремонтного цикла. Для ротора Т_{м п} - 720 машино - часов.

. Нормативный срок службы оборудования - это время эксплуатации оборудования от даты ввода в эксплуатацию до его списания.

Для ротора - 7,23 лет.

. Количество капитальных ремонтов до списания для ротора n - 4 капитальных ремонта

. Продолжительность плановых простоев в ремонте для ротора:

капитальный ремонт - 6 дней;

текущий ремонт - 3 дня.

Переводим срок службы оборудования в календарное время в днях:

Т_сл = Т_слт × 365 = 7,23*365 = 2639 дней (6)

Определяем продолжительность ремонтного цикла в днях:

Т_ц. = Т_сл / n + 1 =2639/4+1 = 528 дней (7)

Определяем продолжительность межремонтный период в днях:

Т_м.п. = Т_ц / n_т + 1 =528/10+1 = 48 дней (8)

Дата ввода в эксплуатацию первой единицы оборудования 20.06.11

Дата и вид последнего ремонта предыдущего года: Дата - 27.12.13 Вид - Т ₂

Дата ввода в эксплуатацию второй единицы оборудования 14.05.10

Дату и вид последнего ремонта предыдущего года: Дата - 13.11.13 Вид - Т ₇

Дата ввода в эксплуатацию третей единицы оборудования 01.02.10

Дату и вид последнего ремонта предыдущего года: Дата - 09.12.13 Вид - Т ₂

График ППР на три единицы оборудования представлен в табл. 3.

.3 Расчет трудоемкости ремонтных работ и численности ремонтного персонала

Расчет нормативов численности рабочих на ремонт и техническое обслуживание начинается с определения трудоемкости ремонтных работ. По каждому виду оборудования и по каждому виду ремонтов определяется трудоемкость в соответствии с действующей нормативной документацией с учетом количества единиц однотипного оборудования (см. табл.3)

Затем определяется суммарное значение трудоемкости всего и в том числе: станочных, кузнечно-прессовых, термических, сварочных, малярных, слесарно-сборочных. Все расчеты трудоемкости ремонтных работ сводим в табл. 4.

Таблица 4 Трудоемкость ремонтных работ ротора Р-560

Исходные данные для расчета численности ремонтного персонала берем из таблицы 4.

Явочную численность персонала определяем по формуле:

Ч_р.я.= Т_p.р. / Т_эф.ч. × К_пт (9)

где Т_рр - трудоемкость ремонтных работ, час

Т_эф.ч. - эффективный фонд рабочего времени одного рабочего за год, час

К_пт - коэффициент повышения производительности труда, в нашем случае 5%.

Списочная численность персонала определяем по формуле:

Ч_р.с. = Ч_р.я. × К_п.п. (10)

где К_п.п. - коэффициент потерь рабочего времени при прерывном процессе проводства.

Определяем явочную и списочную численность рабочих:

Ч_р.я.1 = 1,681 Ч_р.с.1 = 2 (чел.)

Ч_р.я.2 = 0,582 Ч_р._с.2 = 1 (чел.)

Ч_р.я.3 = 0,045 Ч_р._с.3 = 0 (чел.)

Ч_р.я.4 = 0,026 Ч_р.с.4 = 0 (чел.)

Ч_р.я.5 = 0,246 Ч_Р.с.5 = 0 (чел.)

Ч_р.я.6 = 0,006 Ч_р.с.6 = 0 (чел.)

Ч_р.я.7 = 0,776 Ч_р.с.7 = 1 (чел.)

Определяем квалификационный состав ремонтных рабочих на основании тарифно-квалификационного справочника работ и профессий рабочих.

Таблица 5 Квалификационный состав ремонтных рабочих

.4 Расчет фонда заработной платы на год ремонтному звену

Заработная плата - это вознаграждение за труд. Оплата труда ремонтным рабочим - это цена трудовых ресурсов, задействованных в данном производственном процессе. В ремонтном производстве применяется повременно-премиальная система оплаты труда.

Повременная оплата труда - это оплата труда за отработанное время, но не календарное, а нормативное, которое предусматривается тарифной системой.

Повременно-премиальная - это оплата труда, когда ремонтный рабочий получает не только заработок за количество отработанного времени, но и определенный процент премии к этому заработку.

Фонд заработной платы рабочих-повременщиков определим по формуле:

З_п ⁼ Т_сi × Т_эф.ч. × n_р × Кп (11)

где Т_сi - тарифная ставка соответствующего разряда за час в рублях.

Т_эф.ч. - эффективный фонд рабочего времени одного рабочего на год в часах.

n_р - количество ремонтных рабочих соответствующего разряда.

Кп - коэффициент премии за 100% выполнения плана.

В нашем случае в ремонте участвуют 5 рабочих, см. табл.5.

З_п1 = 47 × 1560 × 2 × 1,4 = 205296 руб.

З_п2 = 47 × 1560 × 1 × 1,6 = 117312 руб.

Общая заработная плата составит:

З_общ = 322608 руб.

Определяем сумму страховых взносов (30% от З_общ)

С_стр = З_общ × 0,30 = 322608*0.30 = 96782.4 руб (12)

2.5 Расчет трудоемкости ремонта согласно дефектной ведомости

Единые нормы времени на ремонт бурового и нефтепромыслового оборудования и инструмента обязательны для применения в условиях цехов, БПО, ЦБПО, РМЗ, занятых капитальным ремонтом и ремонтом непосредственно на буровых и нефтепромысловых объектах.

На основании дефектной ведомости, см. табл. 1, которая определяет объем ремонтных работ и справочника трудозатрат "Единых норм времени ремонта эксплуатационного оборудования" определяем трудоемкость ремонтных работ:

Таблица 6. Трудоемкость ремонтных работ

Ремонтное звено состоит из 3-х человек:

Слесарь-сборщик 3 разряда                            21,09 час.

Сварщик 4 разряда                                           21,09 час.

Станочник - 4 разряда                                       9,5 час.

2.6 Расчет сметы затрат на ремонт оборудования

Определяем основную заработную плату ремонтному звену:

3₁ = 47 × 21,9 × 1,4 = 1387,72 руб.

₂ = 52 × 21,09× 1,4 = 1535,35 руб.

₃ = 52 × 9.5 × 1,6 = 790.4 руб.

Суммарная основная зарплата 3713,47 руб.

Определяем сумму страховых взносов:

С_стр = 3_общ × 0,30 = 3713,47*0,30 = 1114,04 руб. (13)

Определяем стоимость материалов и запасных частей

С_м = Ц_ед × n (14)

где Ц_ед - цена единицы, руб.

n - количество единиц.

Все расчеты сводим в табл. 7.

Таблица 7 Материалы и запасные части

Единицы измерения

Кол-во

Цена, руб

Сумма, руб

Основная опора

шт.

2

820

1640

Вспомогательная опора

шт.

8

360

2880

Подшипники вала

шт.

4

420

1680

Краска

кг

5

110

550

ИТОГО:

6750

Определяем затраты на вспомогательные материалы (вспомогательные материалы составляют 4% от основных, данные предприятия)

С_вм = С_м×0,04 = 6750*0,04 = 270 руб. (15)

Определяем затраты на топливо на технологические нужды:

Стоимость дизтоплива принимаем 1л. -32 руб., норма расхода - 80 л.

С_топ = 32*80 = 2560 руб. (16)

Определяем услуги спецтехники:

Услуги спецтехники на 1 бригадо-час составляют 1120 руб.

С_с._тех = 21,09* 1120 = 23620,8 руб. (17)

Определяем прочие расходы:

Прочие расходы на 1 бригадо-час составляют 25,5 руб.

С_пр= 21,09*25,5 = 537,7 руб. (18)

Все расчеты сводим в табл. 8. "Смета затрат на ремонт оборудования"

Таблица 8. Смета затрат на ремонт оборудования

3. ТЭП. Выводы по расчетам

Таблица 9 Технико-экономические показатели

Выводы

Согласно выполненным расчетам эффективный фонд рабочего времени одного рабочего на год составил 1560 часов

На основании графика ППР и трудоемкости ремонтных работ получили, что в течение года будет обеспечено работой 5 рабочих, годовой фонд заработной платы которых составит - 322608 руб.

Стоимость одного капитального ремонта - 211255 руб.

Список литературы

1. Данные предприятия

. Единые нормы времени на ремонт бурового оборудования и инструмента, М., 1985г

. Единые нормы времени на ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента, М., 1987г

. Журнал "Нефтяник"

. Ильский А.Л., Шмидт А.П. "Буровые машины и механизмы", М., "Недра", 19898г

. Кузнецов B.C. "Обслуживание и ремонт бурового оборудования", М.,

. Курсовой проект по специальности

. Палашкин Е.А. "Справочник механика по глубокому бурению", М., "Недра", 1974г

. Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования, М., "ЛУКОЙЛ",2001

. Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования, М., 1982г "Недра", 1973 г

11. Экономика предприятии нефтяной и газовой промышленности. -Учебник-М.: ООО "ЦентрЛитНефтеГаз",2008

12. ШМАТОВ В.Ф и др. "Экономика, организация и планирование

производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности", М., "Недра", 1990 г.